【壓縮機網】一、中國發展新型儲能的必要性
電力系統是我國當前最主要的碳排放源之一。未來電力系統建設的目標就是構建以新能 源為主體的新型電力系統，風電、光伏、水電、核電等無碳能源將逐步取代化石能源成為發電的主力。截至2021年底，我國電力總裝機23.8億千瓦，其中風電光伏裝機分別為3.3億千瓦以及3.1億千瓦，火電裝機（含生物質）約13億千瓦。根據對人口變化、GDP增長、電源裝機結構轉變及電能替代、人均用電量增加等因素的綜合預測，我們預計至2030年，我國電力裝機規模將達36億千瓦，其中風電8億千瓦，光伏10億千瓦，占比約50%。至2060年，我國電力裝機規模將達90～95億千瓦，其中風電33億千瓦，光伏42億千瓦，占比超過 80%。
風電、光伏在為我們帶來綠色低碳電力的同時，天然具有隨機性、間歇性和波動性，對電力系統的調節能力提出了更高要求。隨著新能源占比增加，需要調節的功率變化幅度越來越大。
在電力系統新能源裝機占比不斷上升的同時，火電、核電等可靠性電源占比卻逐步降低，疊加極端氣候對水電出力的影響，大大削弱供給側響應與調節能力。此外，煤電、核電的長時間深度負荷調節可能對機組運行安全帶來風險，也會增加額外的煤耗與碳排放。這些額外的供給側負荷調節需求必須依靠清潔高效的儲能裝機彌補。除滿足調節能力需求外，儲能對于電網的電力傳輸與安全，還能起到減緩電網阻塞，提供備用和黑啟動等作用。對于發電側，儲能能夠起到平滑新能源波動、提高新能源消納的作用。而負荷側的儲能裝機，能夠大大提升負荷側的自我平衡能力和響應能力。
未來，我國電力系統的特征是以風、光、水、核作為主力電源，配合足量的儲能裝機提 供調節能力，以最小化原則保留化石能源裝機作為部分基荷和保底調節，配合強大的電網傳輸調度能力和智能高效的負荷側響應能力，具備安全可靠、清潔高效、靈活強韌等幾個特點的全新電力系統。儲能在新型電力系統中將起到不可或缺的重要作用。
在各類儲能技術當中，抽水蓄能技術成熟可靠、全生命周期儲能成本低，是當前儲能裝 機中的主力。截至2021年底，我國已投運的約4600萬千瓦儲能裝機中，抽水蓄能約為3700 萬千瓦，已開工建設的抽水蓄能電站超過6000萬千瓦。盡管如此，抽水蓄能電站存在廠址選擇不靈活、建設投資規模大、建設周期長等缺點或限制，難以通過技術手段解決。僅靠抽水蓄能，既無法滿足近幾年新能源裝機快速上漲所要求的儲能裝機，也無法滿足未來電力系統對儲能靈活的時空配置和多元化技術參數的要求。這給了各類“新型儲能”足夠的發展空間。我們認為，經過“十四五”和“十五五”期間的充分培育與發展，未來的新型電力系統之中，成熟的“新型儲能”技術將與抽水蓄能“并駕齊驅”，在源-網-荷的各類應用場景下發揮重要的系統調節和安全保障作用。
二、新型儲能發展現狀
1、裝機情況
截至2021年底，全球已投運儲能項目裝機規模約2.1億千瓦，同比增長9%。其中，抽水蓄能裝機規模約1.8億千瓦，占比首次低于90%。新型儲能累計裝機規模3000萬千瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池裝機約2300萬千瓦，占據主導地位。在3000萬千瓦的新型儲能裝機中，美國是裝機量最大的國家，約650萬千瓦，中國緊隨其后，裝機量約580萬千瓦。其它新型儲能裝機較多的國家包括韓國、英國、德國、澳大利亞和日本。
我國截至2021年底，電力儲能裝機約4600萬千瓦，相比于2020年增長30%，占全球電力系統儲能裝機量的22%。2021年全年新增電力儲能裝機約1000萬千瓦，其中抽水蓄能增加約800萬千瓦，新型儲能裝機增加約200萬千瓦。在新型儲能的580萬裝機中，鋰離子電池占比最高，接近90%，折合裝機規模約520萬千瓦。其余新型儲能中，鉛蓄電池和壓縮空氣儲能占比相對較大。從各省已投運新型儲能裝機情況看，江蘇省裝機量第一，已超過100萬千瓦，廣東省和山東省次之，其余有較大裝機的省份包括青海、內蒙古、湖南、安徽等。
2、技術發展現狀
新型儲能所包括的技術類型眾多，按照能量存儲方式不同主要分為機械儲能、電磁儲能、電化學儲能、化學儲能和儲熱等幾大類。每大類技術當中又有多種完全不同的技術路線。根據放電時長，可將其分為功率型電儲能、能量型電儲能以及儲熱（冷）技術。
壓縮空氣儲能(Compressed Air Energy Storage，簡稱 CAES)，是機械儲能的一種形式。在電網低谷時，利用富余的電能，帶動壓縮機生產高壓空氣，并將高壓空氣存入儲氣室中，電能轉化為空氣的壓力勢能；當電網高峰或用戶需求電能時，空氣從儲氣室釋放，然后進入膨脹機中對外輸出軸功，從而帶動發電機發電，又將空氣的壓力勢能轉化為電能。CAES儲能系統中的高壓空氣在進入膨脹機做功前，需要對高壓空氣進行加熱，以提高功率密度。根據加熱的熱源不同，可以分為燃燒燃料的壓縮空氣儲能系統（即補燃式傳統壓縮空氣儲能）、帶儲熱的壓縮空氣儲能系統和無熱源的壓縮空氣儲能系統。
先進絕熱壓縮空氣儲能系統（AA-CAES）在傳統CAES系統的基礎上，引入蓄熱技術，利用蓄熱介質回收壓縮階段產生的壓縮熱，并將高溫蓄熱介質儲存起來，在釋能階段時高溫蓄熱介質通過換熱器對高壓空氣進行預熱。蓄熱系統代替了燃燒室的補充燃燒來加熱空氣，從而達到減小系統能量損失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系統采用液態壓縮空氣存儲在儲罐中的形式，擺脫了自然條件的限制。
?、賶嚎s空氣儲能
壓縮空氣儲能技術在本報告所討論的新型儲能技術中屬于相對進展較快、技術較為成熟的技術，已進入100MW級示范項目階段。早期壓縮空氣儲能系統依賴燃氣補燃和自然儲氣洞穴，但目前已無需補燃，并可以應用人造儲氣空間。壓縮空氣儲能技術與燃機技術同宗同源，主要痛點在于設備制造和性能提升。大型壓氣設備、膨脹設備、蓄熱設備、儲罐等設備的性能提升是效率、經濟性和可靠性提升的關鍵。十四五期間壓縮空氣儲能系統效率有望提升至65%～70%，系統成本降至1000～1500元/kW·h?！笆逦濉蹦┘爸笙到y效率有望達70%及以上，系統成本降至800～1000元/kW·h。
技術優劣勢。壓縮空氣儲能系統具有容量大、工作時間長、經濟性能好、充放電循環多等優點。壓縮空氣儲能系統適合建造大型儲能電站（>100MW），放電時長可達4小時以上，適合作為長時儲能系統。壓縮空氣儲能系統的壽命很長，可以儲/釋能上萬次，壽命可達40年以上；并且其效率最高可以達到70%左右。壓縮空氣儲能技術與蒸汽輪機、燃氣輪機系統同宗同源，技術通用性強，設備開發基礎較好，建造成本和運行成本容易控制，具有很好的經濟性。
產業鏈及成本：壓縮空氣儲能的上游主要是原材料與核心部件（模具、鑄件、管道、閥門、儲罐等）的生產加工、裝配、制造行業，屬于機械工業的一部分，但涉及壓縮空氣儲能本身特性和性能要求，對基礎部件的設計、加工要求較為嚴格。中游主要是關鍵設備（壓縮機、膨脹機、燃燒室、儲熱/換熱器等）設計制造、系統 集成控制相關的行業，屬于技術密集型的高端制造業，具有多學科、技術交叉等特性。下游主要是用戶對壓縮空氣儲能系統的使用和需求，涉及常規電力輸配送、可再生能源大規模接入、分布式能源系統、智能電網與能源互聯網等多個行業領域。
現階段百兆瓦級壓縮空氣儲能功率成本約為4000-6000元/kW，能量成本約為 1000-2500元/kWh，循環效率可達65-70%，運行壽命約為40-60年。壓縮空氣系統初投資成本主要包括系統設備、土地費用和基建等。系統設備包括了壓縮機機組、膨脹機機組、蓄熱系統（換熱器、蓄熱器、蓄熱介質、管道）、電氣及控制設備、儲氣室等。
三、新型儲能政策環境
1、國家政策
針對新型儲能發展，2021年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，以實現碳達峰碳中和為目標，將發展新型儲能作為提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統建設的重要舉措，以政策環境為有力保障，以市場機制為根本依托，以技術革新為內生動力，加快構建多輪驅動良好局面，推動儲能高質量發展?！暗?2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上”，這是國家政策層面第一次明確儲能裝機目標。特別強調，要明確新型儲能獨立市場主體地位、健全新型儲能價格機制、健全“新能源+儲能”項目激勵機制。
2022年3月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《“十四五”新型儲能發展實施方 案》，對《指導意見》中所提出的目標和任務進一步明確和細化。要求“到2025年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段，具備大規模商業化應用條件。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟。其中，火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規電源的新型儲能技術、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用”
在國家《“十四五”新型儲能發展實施方案》之后，江蘇、山東、寧夏、青海、浙江、河南等多個省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型儲能實施方案，實施方案中大都明確 了新型儲能重點發展的應用場景，從電力市場和調用層面針對新型儲能給予明確的政策支持，部分省份還明確了儲能的租賃價格及輔助服務價格。
四、新型儲能發展趨勢
1、新型儲能技術發展趨勢
壓縮空氣儲能未來的研發方向是改進核心器件，優化儲能系統設計，研究新型儲氣技術 與設備，實現設備模塊化與規?；岣呦到y效率和使用壽命，提升單位體積的儲氣密度以及降低成本。
預計2025年前，先進絕熱壓縮空氣儲能技術達到成熟水平，完成百兆瓦項目示范。后續進一步研究適用于深冷液化空氣儲能的寬范圍、高溫離心壓縮機，研發高壓高速級間再熱式透平、納微結構復合儲熱蓄冷材料。目標是將系統效率提升至70%以上，功率成本降至 5000～6000元/kW。利用洞穴的大規模壓縮空氣的儲能度電成本降至0.15元/以下，成為長時儲能的可選技術。
2、儲能“十四五”規劃及示范項目
經統計，當前已有十六個省公布了“十四五”期間新型儲能裝機規劃目標，總量已接近4800萬千瓦。示范項目方面，各省在總結前期新型儲能示范項目的基礎上，2022年批準的新型儲能示 范項目的數量和裝機均大幅增加，總量約18GW/37GWh。分析已公布的示范項目信息，磷酸鐵鋰電池仍占據了絕對優勢的裝機份額，此外，鈦酸鋰電池、鉛蓄電池、AGM鉛酸 鉛碳電池、液流電池、熔鹽儲能、液態空氣、氫儲能、鋁離子電池、鈉離子電池、重力儲能均有示范項目上榜。時長方面，主要以1小時及2小時的儲能要求為主。但對于非鋰離子電池項目，會配置4小時以上的時長要求。冀北電網要求較為特殊，均要求4小時儲能時長。
2022及2023年在政策及市場的雙重驅動下，新型儲能市場會有爆發式增長，年裝機均會超過1200萬千瓦，市場規模約為2021年的5～6倍。2024年及2025年，預計裝機能量會穩定在1000～1200萬千瓦之間，至2025年，預測的新型儲能總體裝機量中值約4800萬 千瓦。在各儲能技術的裝機量劃分方面，預計鋰離子電池（以磷酸鐵鋰為主）的市場會 面臨壓縮空氣、液流電池、重力儲能等其他儲能技術的一定擠壓，在新增裝機量中的占 比以及累積裝機量占比會持續走低，從目前占比約90%降低至80%附近。
2025年壓縮空氣儲能的裝機絕對值最高，約280萬千瓦。液流電池裝機量緊隨壓縮空氣之后，2025年預期裝機可達230萬千瓦。其他儲能的增長相較于前面幾種相對較慢，但也有約40%的復合增長率。
五、新型儲能發展面臨的問題
1、新型儲能示范（首臺套）項目落地實施困難重重
示范項目代表著創新技術的首次規模化實際應用，特別是首臺套項目的建設，沒有可參照對比的成熟案例，相關技術標準、安全標準等往往缺失或與現有標準不一致，在項目立項審批時會觸及到很多原有規章制度的空白，地方政府和主管部門在項目審批過程中 缺乏依據難以決策，使得應用新技術的項目落地難度增大，不利于新型技術的發展和示范。市場對于創新技術也存在較多“歧視”現象，出于規避未知風險的考慮，相關項目市場 招標會對歷史業績等提出明確要求，示范（首臺套）項目難以通過市場化方式推動落地；另一方面，示范（首臺套）項目存在較多的不確定性，需要通過實際項目進行驗證和優化，經濟性無法保證，難以獲得市場和投資者的青睞，在資金、應用場景、審批流程等多重因素制約下，項目落地困難重重。
2、新型儲能價格機制未建立，商業模式仍有待探索
“雙碳”目標引發了電力系統結構的深度變革，電力供應可靠性、電網安全穩定運行、 新能源高效利用等成為未來電力系統發展的主線，儲能作為提升系統調節能力、促進新能源消納的重要措施，是新型電力系統中不可或缺的組成部分，電力系統中增加儲能已成為共識，但沒有完善的價格機制支撐，額外增加的儲能設備缺乏投資回收渠道，難以吸引更多的資本投入，無法實現產業的穩定可持續發展。當前只有部分省份對獨立共享儲能建立了較為明確的市場規則，但相關規則基本只著眼當下，無法長期適用。對新能源項目配置的儲能裝機來說，其受調度機制與回報機制不明確影響，不僅不能發揮儲能裝機的作用、更無投資回收機制和渠道。對于用戶側儲能，除峰谷差套利外尚無其它盈利模式?？傮w來看，適合國內儲能產業發展的市場機制和商業模式仍有待進一步探索。
3、新能源配置儲能標準缺失，監管難度加大
隨著對儲能在電力系統中重要性的認識不斷加深，新能源項目要求配置儲能逐漸成為常態。自2020年起，地方各省對于新能源項目配置儲能的政策要求力度已逐漸加強。沒有價格機制的支撐，儲能設備的配置屬于純成本開支，對于平價上網后盈利能力有限的新能源發電項目造成極大壓力，從實際情況來看，目前缺乏統籌規劃和管理，小規模的儲能難以真正發揮作用，造成資源的極大浪費。
新型儲能的市場發展速度快于標準和監管制度體系的建設速度，使得當前儲能行業監管 難度加大，個別地方為了招商引資，要求新能源必須配置儲能，增加項目投資成本，項目業主為降低成本使用低價劣質產品，造成低端技術憑借價格擠壓先進技術、參數虛標作假等劣幣驅逐良幣的現象，嚴重影響行業健康發展。
4、新型儲能在國家法律層面的支持不夠
盡管近年來國務院、各部委和各級地方政府對于發展儲能的政策密集出臺，一再強調發展儲能（特別是新型儲能）的重要性，但缺乏頂層設計和統籌規劃、標準缺失等系列問題。目前新型儲能產業正面臨商業化發展初期向規模化發展的關鍵時期，需要政策作出更強有力的支持。自2010年《中華人民共和國可再生能源法（修正案）》提出了“電網企業應發展和應用儲能技術”的原則性要求，至此再未從立法層面對儲能作出規定，相對概括的要求無法對儲能企業參與市場活動提供明確的指導和規范作用。雖然在《電力中長期交易市場規則》等政策中明確支持儲能企業是電力交易市場的獨立主體，但具體的權利義務等交易規則并未明確，仍體現出明顯的原則性和指導性特征，儲能企業的獨立市場地位仍未真正落實，亟需從法律層面給予明確定位，為新型儲能產業發展提供法律保障。
來源：本站原創
【壓縮機網】一、中國發展新型儲能的必要性
電力系統是我國當前最主要的碳排放源之一。未來電力系統建設的目標就是構建以新能 源為主體的新型電力系統，風電、光伏、水電、核電等無碳能源將逐步取代化石能源成為發電的主力。截至2021年底，我國電力總裝機23.8億千瓦，其中風電光伏裝機分別為3.3億千瓦以及3.1億千瓦，火電裝機（含生物質）約13億千瓦。根據對人口變化、GDP增長、電源裝機結構轉變及電能替代、人均用電量增加等因素的綜合預測，我們預計至2030年，我國電力裝機規模將達36億千瓦，其中風電8億千瓦，光伏10億千瓦，占比約50%。至2060年，我國電力裝機規模將達90～95億千瓦，其中風電33億千瓦，光伏42億千瓦，占比超過 80%。
風電、光伏在為我們帶來綠色低碳電力的同時，天然具有隨機性、間歇性和波動性，對電力系統的調節能力提出了更高要求。隨著新能源占比增加，需要調節的功率變化幅度越來越大。
在電力系統新能源裝機占比不斷上升的同時，火電、核電等可靠性電源占比卻逐步降低，疊加極端氣候對水電出力的影響，大大削弱供給側響應與調節能力。此外，煤電、核電的長時間深度負荷調節可能對機組運行安全帶來風險，也會增加額外的煤耗與碳排放。這些額外的供給側負荷調節需求必須依靠清潔高效的儲能裝機彌補。除滿足調節能力需求外，儲能對于電網的電力傳輸與安全，還能起到減緩電網阻塞，提供備用和黑啟動等作用。對于發電側，儲能能夠起到平滑新能源波動、提高新能源消納的作用。而負荷側的儲能裝機，能夠大大提升負荷側的自我平衡能力和響應能力。
未來，我國電力系統的特征是以風、光、水、核作為主力電源，配合足量的儲能裝機提 供調節能力，以最小化原則保留化石能源裝機作為部分基荷和保底調節，配合強大的電網傳輸調度能力和智能高效的負荷側響應能力，具備安全可靠、清潔高效、靈活強韌等幾個特點的全新電力系統。儲能在新型電力系統中將起到不可或缺的重要作用。
在各類儲能技術當中，抽水蓄能技術成熟可靠、全生命周期儲能成本低，是當前儲能裝 機中的主力。截至2021年底，我國已投運的約4600萬千瓦儲能裝機中，抽水蓄能約為3700 萬千瓦，已開工建設的抽水蓄能電站超過6000萬千瓦。盡管如此，抽水蓄能電站存在廠址選擇不靈活、建設投資規模大、建設周期長等缺點或限制，難以通過技術手段解決。僅靠抽水蓄能，既無法滿足近幾年新能源裝機快速上漲所要求的儲能裝機，也無法滿足未來電力系統對儲能靈活的時空配置和多元化技術參數的要求。這給了各類“新型儲能”足夠的發展空間。我們認為，經過“十四五”和“十五五”期間的充分培育與發展，未來的新型電力系統之中，成熟的“新型儲能”技術將與抽水蓄能“并駕齊驅”，在源-網-荷的各類應用場景下發揮重要的系統調節和安全保障作用。
二、新型儲能發展現狀
1、裝機情況
截至2021年底，全球已投運儲能項目裝機規模約2.1億千瓦，同比增長9%。其中，抽水蓄能裝機規模約1.8億千瓦，占比首次低于90%。新型儲能累計裝機規模3000萬千瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池裝機約2300萬千瓦，占據主導地位。在3000萬千瓦的新型儲能裝機中，美國是裝機量最大的國家，約650萬千瓦，中國緊隨其后，裝機量約580萬千瓦。其它新型儲能裝機較多的國家包括韓國、英國、德國、澳大利亞和日本。
我國截至2021年底，電力儲能裝機約4600萬千瓦，相比于2020年增長30%，占全球電力系統儲能裝機量的22%。2021年全年新增電力儲能裝機約1000萬千瓦，其中抽水蓄能增加約800萬千瓦，新型儲能裝機增加約200萬千瓦。在新型儲能的580萬裝機中，鋰離子電池占比最高，接近90%，折合裝機規模約520萬千瓦。其余新型儲能中，鉛蓄電池和壓縮空氣儲能占比相對較大。從各省已投運新型儲能裝機情況看，江蘇省裝機量第一，已超過100萬千瓦，廣東省和山東省次之，其余有較大裝機的省份包括青海、內蒙古、湖南、安徽等。
2、技術發展現狀
新型儲能所包括的技術類型眾多，按照能量存儲方式不同主要分為機械儲能、電磁儲能、電化學儲能、化學儲能和儲熱等幾大類。每大類技術當中又有多種完全不同的技術路線。根據放電時長，可將其分為功率型電儲能、能量型電儲能以及儲熱（冷）技術。
壓縮空氣儲能(Compressed Air Energy Storage，簡稱 CAES)，是機械儲能的一種形式。在電網低谷時，利用富余的電能，帶動壓縮機生產高壓空氣，并將高壓空氣存入儲氣室中，電能轉化為空氣的壓力勢能；當電網高峰或用戶需求電能時，空氣從儲氣室釋放，然后進入膨脹機中對外輸出軸功，從而帶動發電機發電，又將空氣的壓力勢能轉化為電能。CAES儲能系統中的高壓空氣在進入膨脹機做功前，需要對高壓空氣進行加熱，以提高功率密度。根據加熱的熱源不同，可以分為燃燒燃料的壓縮空氣儲能系統（即補燃式傳統壓縮空氣儲能）、帶儲熱的壓縮空氣儲能系統和無熱源的壓縮空氣儲能系統。
先進絕熱壓縮空氣儲能系統（AA-CAES）在傳統CAES系統的基礎上，引入蓄熱技術，利用蓄熱介質回收壓縮階段產生的壓縮熱，并將高溫蓄熱介質儲存起來，在釋能階段時高溫蓄熱介質通過換熱器對高壓空氣進行預熱。蓄熱系統代替了燃燒室的補充燃燒來加熱空氣，從而達到減小系統能量損失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系統采用液態壓縮空氣存儲在儲罐中的形式，擺脫了自然條件的限制。
?、賶嚎s空氣儲能
壓縮空氣儲能技術在本報告所討論的新型儲能技術中屬于相對進展較快、技術較為成熟的技術，已進入100MW級示范項目階段。早期壓縮空氣儲能系統依賴燃氣補燃和自然儲氣洞穴，但目前已無需補燃，并可以應用人造儲氣空間。壓縮空氣儲能技術與燃機技術同宗同源，主要痛點在于設備制造和性能提升。大型壓氣設備、膨脹設備、蓄熱設備、儲罐等設備的性能提升是效率、經濟性和可靠性提升的關鍵。十四五期間壓縮空氣儲能系統效率有望提升至65%～70%，系統成本降至1000～1500元/kW·h?！笆逦濉蹦┘爸笙到y效率有望達70%及以上，系統成本降至800～1000元/kW·h。
技術優劣勢。壓縮空氣儲能系統具有容量大、工作時間長、經濟性能好、充放電循環多等優點。壓縮空氣儲能系統適合建造大型儲能電站（>100MW），放電時長可達4小時以上，適合作為長時儲能系統。壓縮空氣儲能系統的壽命很長，可以儲/釋能上萬次，壽命可達40年以上；并且其效率最高可以達到70%左右。壓縮空氣儲能技術與蒸汽輪機、燃氣輪機系統同宗同源，技術通用性強，設備開發基礎較好，建造成本和運行成本容易控制，具有很好的經濟性。
產業鏈及成本：壓縮空氣儲能的上游主要是原材料與核心部件（模具、鑄件、管道、閥門、儲罐等）的生產加工、裝配、制造行業，屬于機械工業的一部分，但涉及壓縮空氣儲能本身特性和性能要求，對基礎部件的設計、加工要求較為嚴格。中游主要是關鍵設備（壓縮機、膨脹機、燃燒室、儲熱/換熱器等）設計制造、系統 集成控制相關的行業，屬于技術密集型的高端制造業，具有多學科、技術交叉等特性。下游主要是用戶對壓縮空氣儲能系統的使用和需求，涉及常規電力輸配送、可再生能源大規模接入、分布式能源系統、智能電網與能源互聯網等多個行業領域。
現階段百兆瓦級壓縮空氣儲能功率成本約為4000-6000元/kW，能量成本約為 1000-2500元/kWh，循環效率可達65-70%，運行壽命約為40-60年。壓縮空氣系統初投資成本主要包括系統設備、土地費用和基建等。系統設備包括了壓縮機機組、膨脹機機組、蓄熱系統（換熱器、蓄熱器、蓄熱介質、管道）、電氣及控制設備、儲氣室等。
三、新型儲能政策環境
1、國家政策
針對新型儲能發展，2021年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，以實現碳達峰碳中和為目標，將發展新型儲能作為提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統建設的重要舉措，以政策環境為有力保障，以市場機制為根本依托，以技術革新為內生動力，加快構建多輪驅動良好局面，推動儲能高質量發展?！暗?2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上”，這是國家政策層面第一次明確儲能裝機目標。特別強調，要明確新型儲能獨立市場主體地位、健全新型儲能價格機制、健全“新能源+儲能”項目激勵機制。
2022年3月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《“十四五”新型儲能發展實施方 案》，對《指導意見》中所提出的目標和任務進一步明確和細化。要求“到2025年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段，具備大規模商業化應用條件。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟。其中，火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規電源的新型儲能技術、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用”
在國家《“十四五”新型儲能發展實施方案》之后，江蘇、山東、寧夏、青海、浙江、河南等多個省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型儲能實施方案，實施方案中大都明確 了新型儲能重點發展的應用場景，從電力市場和調用層面針對新型儲能給予明確的政策支持，部分省份還明確了儲能的租賃價格及輔助服務價格。
四、新型儲能發展趨勢
1、新型儲能技術發展趨勢
壓縮空氣儲能未來的研發方向是改進核心器件，優化儲能系統設計，研究新型儲氣技術 與設備，實現設備模塊化與規?；岣呦到y效率和使用壽命，提升單位體積的儲氣密度以及降低成本。
預計2025年前，先進絕熱壓縮空氣儲能技術達到成熟水平，完成百兆瓦項目示范。后續進一步研究適用于深冷液化空氣儲能的寬范圍、高溫離心壓縮機，研發高壓高速級間再熱式透平、納微結構復合儲熱蓄冷材料。目標是將系統效率提升至70%以上，功率成本降至 5000～6000元/kW。利用洞穴的大規模壓縮空氣的儲能度電成本降至0.15元/以下，成為長時儲能的可選技術。
2、儲能“十四五”規劃及示范項目
經統計，當前已有十六個省公布了“十四五”期間新型儲能裝機規劃目標，總量已接近4800萬千瓦。示范項目方面，各省在總結前期新型儲能示范項目的基礎上，2022年批準的新型儲能示 范項目的數量和裝機均大幅增加，總量約18GW/37GWh。分析已公布的示范項目信息，磷酸鐵鋰電池仍占據了絕對優勢的裝機份額，此外，鈦酸鋰電池、鉛蓄電池、AGM鉛酸 鉛碳電池、液流電池、熔鹽儲能、液態空氣、氫儲能、鋁離子電池、鈉離子電池、重力儲能均有示范項目上榜。時長方面，主要以1小時及2小時的儲能要求為主。但對于非鋰離子電池項目，會配置4小時以上的時長要求。冀北電網要求較為特殊，均要求4小時儲能時長。
2022及2023年在政策及市場的雙重驅動下，新型儲能市場會有爆發式增長，年裝機均會超過1200萬千瓦，市場規模約為2021年的5～6倍。2024年及2025年，預計裝機能量會穩定在1000～1200萬千瓦之間，至2025年，預測的新型儲能總體裝機量中值約4800萬 千瓦。在各儲能技術的裝機量劃分方面，預計鋰離子電池（以磷酸鐵鋰為主）的市場會 面臨壓縮空氣、液流電池、重力儲能等其他儲能技術的一定擠壓，在新增裝機量中的占 比以及累積裝機量占比會持續走低，從目前占比約90%降低至80%附近。
2025年壓縮空氣儲能的裝機絕對值最高，約280萬千瓦。液流電池裝機量緊隨壓縮空氣之后，2025年預期裝機可達230萬千瓦。其他儲能的增長相較于前面幾種相對較慢，但也有約40%的復合增長率。
五、新型儲能發展面臨的問題
1、新型儲能示范（首臺套）項目落地實施困難重重
示范項目代表著創新技術的首次規模化實際應用，特別是首臺套項目的建設，沒有可參照對比的成熟案例，相關技術標準、安全標準等往往缺失或與現有標準不一致，在項目立項審批時會觸及到很多原有規章制度的空白，地方政府和主管部門在項目審批過程中 缺乏依據難以決策，使得應用新技術的項目落地難度增大，不利于新型技術的發展和示范。市場對于創新技術也存在較多“歧視”現象，出于規避未知風險的考慮，相關項目市場 招標會對歷史業績等提出明確要求，示范（首臺套）項目難以通過市場化方式推動落地；另一方面，示范（首臺套）項目存在較多的不確定性，需要通過實際項目進行驗證和優化，經濟性無法保證，難以獲得市場和投資者的青睞，在資金、應用場景、審批流程等多重因素制約下，項目落地困難重重。
2、新型儲能價格機制未建立，商業模式仍有待探索
“雙碳”目標引發了電力系統結構的深度變革，電力供應可靠性、電網安全穩定運行、 新能源高效利用等成為未來電力系統發展的主線，儲能作為提升系統調節能力、促進新能源消納的重要措施，是新型電力系統中不可或缺的組成部分，電力系統中增加儲能已成為共識，但沒有完善的價格機制支撐，額外增加的儲能設備缺乏投資回收渠道，難以吸引更多的資本投入，無法實現產業的穩定可持續發展。當前只有部分省份對獨立共享儲能建立了較為明確的市場規則，但相關規則基本只著眼當下，無法長期適用。對新能源項目配置的儲能裝機來說，其受調度機制與回報機制不明確影響，不僅不能發揮儲能裝機的作用、更無投資回收機制和渠道。對于用戶側儲能，除峰谷差套利外尚無其它盈利模式?？傮w來看，適合國內儲能產業發展的市場機制和商業模式仍有待進一步探索。
3、新能源配置儲能標準缺失，監管難度加大
隨著對儲能在電力系統中重要性的認識不斷加深，新能源項目要求配置儲能逐漸成為常態。自2020年起，地方各省對于新能源項目配置儲能的政策要求力度已逐漸加強。沒有價格機制的支撐，儲能設備的配置屬于純成本開支，對于平價上網后盈利能力有限的新能源發電項目造成極大壓力，從實際情況來看，目前缺乏統籌規劃和管理，小規模的儲能難以真正發揮作用，造成資源的極大浪費。
新型儲能的市場發展速度快于標準和監管制度體系的建設速度，使得當前儲能行業監管 難度加大，個別地方為了招商引資，要求新能源必須配置儲能，增加項目投資成本，項目業主為降低成本使用低價劣質產品，造成低端技術憑借價格擠壓先進技術、參數虛標作假等劣幣驅逐良幣的現象，嚴重影響行業健康發展。
4、新型儲能在國家法律層面的支持不夠
盡管近年來國務院、各部委和各級地方政府對于發展儲能的政策密集出臺，一再強調發展儲能（特別是新型儲能）的重要性，但缺乏頂層設計和統籌規劃、標準缺失等系列問題。目前新型儲能產業正面臨商業化發展初期向規模化發展的關鍵時期，需要政策作出更強有力的支持。自2010年《中華人民共和國可再生能源法（修正案）》提出了“電網企業應發展和應用儲能技術”的原則性要求，至此再未從立法層面對儲能作出規定，相對概括的要求無法對儲能企業參與市場活動提供明確的指導和規范作用。雖然在《電力中長期交易市場規則》等政策中明確支持儲能企業是電力交易市場的獨立主體，但具體的權利義務等交易規則并未明確，仍體現出明顯的原則性和指導性特征，儲能企業的獨立市場地位仍未真正落實，亟需從法律層面給予明確定位，為新型儲能產業發展提供法律保障。
來源：本站原創
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